Apresentação do PowerPoint · Obs.: Juros por competência –conforme manual de estatísticas...

Perspectivas Fiscais

Brasília, 12 de novembro de 2019

Waldery Rodrigues Júnior

Secretário Especial de Fazenda

Ministério da EconomiaSecretaria Especial de Fazenda

Secretaria Especial de Fazenda

Processo orçamentário integrado à Fazenda

4

Trajetória Insustentável da Despesa

14%

16%

16% 17%

17%

18%

17%

18%

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19%

19% 19% 19%

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18%19%

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15%

15%

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16%17%

17%

16%

17%

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17%

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20%

20%

20%

20% 19%

13%

14%

15%

16%

17%

18%

19%

20%

21% Receitas e Despesas Primárias do Governo Central (em % PIB)

Receitas Primárias

Despesas Primárias

Fonte: Secretaria do Tesouro Nacional

* Projeções

O PLOA 2020 foi concebido dentro de preceitos de conservadorismo nas projeções, respeito às normas estabelecidas e às regras fiscais.

3,3%

1,5%

0,5%0,4%

1,1%

2,7%

2,7%

2,7%

2,5%

3,2%

3,4%

3,6%

3,2%3,0%

3,7%

1,2%1,2%

2,4%

1,7%

1,1%

0,0%

-0,4%

-1,6% -1,8%

-1,2%

-0,9%

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Resultado Primário Governo Central Acumulado 8 primeiros meses (%PIB)

Resultado Primário Jan-Ago – 1994 a 2019

Fonte: Banco Central

3,3%

-1,7%

-11,1%

-4,5%

-7,9%

-6,2%

-12,0%

-10,0%

-8,0%

-6,0%

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0,0%

2,0%

4,0%Decomposição do Resultado (% PIB)

Resultado Primário Juros Nominais Resultado Nominal

Resultado Primário, Juros e Resultado Nominal

Fonte: Banco Central

5,57%

8,70%8,35%

4,60%

4,42%

4,30%

4,57%

5,73%

5,09%

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1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

% d

o P

IB

Benefícios Previdenciários Pessoal e Encargos Sociais Juros

Crescimento das principais despesas: Previdência, Pessoal e Juros

Fonte: Secretaria do Tesouro Nacional e Banco Central do Brasil. Obs.: Juros por competência – conforme manual de estatísticas fiscais do BC.

Janeiro a junho de 2019

Mesmo com a reforma da Previdência, se prevê um crescimento de R$ 45 bilhões das despesas com benefícios do Regime Geral de Previdência Social do PLOA 2019 para o PLOA 2020

Despesas com Proteção Social 2017 (% do PIB)

Os regimes de previdência respondem por cerca de ¾ dos gastos com proteção social no Brasil.

Fonte: Government Finance Statistics (GFS), Expenditure by Function of Government (COFOG) - FMI e Government expenditure by function (COFOG) - OECD.

Rigidez Orçamentária - % de Despesas Obrigatórias e Discricionárias


80%

20%

10%

0%

10%

20%

30%

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60%

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85%

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asDespesa Total decomposta em Obrigatórias e Discricionárias

Despesa Obrigatória Despesa Discricionária (conceito antigo) Despesa Discricionária

O principal diagnóstico é que o problema do orçamento dos gastos primários do Brasil está calcado na rigidez orçamentária e no crescimento das despesas obrigatórias

Despesas Obrigatórias vs Discricionárias


1.302

108 90

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Despesas do Poder Executivo - Acumulado de 12 meses

Despesas Obrigatórias Despesas Discricionárias


Despesa Total – Financeiro e % do PIB

Despesas Primárias Líquidas1.477,8

Rolagem da Dívida1.004,6

Juros415,1

Transf. Constitucionais281,7

Demais Desp. Financeiras

273,3

Amortização234,7

Investimento das Estatais

121,4

Despesa Total PLOA 2020 (R$ Bilhões)

Despesas Primárias Líquidas

19,4%

Rolagem da Dívida13,2%

Juros5,5%

Transf. Constitucionais3,7%

Demais Desp. Financeiras

3,6%

Amortização3,1%

Investimento das Estatais

1,6%

Despesa Total PLOA 2020 (% PIB)

Fonte: PLOA 2020

Despesa Primária Líquida – Financeiro e % do PIB

Fonte: PLOA 2020

Pessoal337,9RGPS

682,7

Demais343,2

Discricionárias114,0

Despesa Primária Líquida (R$ Bilhões)

Pessoal4,4%

RGPS9,0%

Demais4,5%

Discricionárias1,5%

Despesa Primária Líquida (% PIB)


Despesas de Capital x Correntes e Investimento Público Federal

Fonte: FMI

Despesas Correntes vs. Despesas de Capital do Setor Público (em % PIB)

BRAATG

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BRB

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Current Spending (Nominal, % of GDP)

Median

Brazil and Latin America and the Caribbean

0,8%0,9%

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1,2%1,2% 1,2% 1,2%

1,3%

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0,7%0,8%

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0,2%

0,4%

0,6%

0,8%

1,0%

1,2%

1,4%

1,6%

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019*

Investimento Público Federal –Orçamento Fiscal e da Seguridade (em % PIB)

Fonte: PLOA2020Obs.: * Aloca a proporção média histórica de emenda impositiva em investimentos na rubrica, somando cerca de R$ 10bi aos R$ 19,4 bi originalmente enviado.

Ainda que o quadro seja bastante desafiador, entende-se que o teto dos gastos é parte da solução da questão fiscal no Brasil.

Investimento: Formação Bruta de Capital Fixo e Estoques

Investimento Público e Privado

Fonte: IBGE

13,6%

1,9%

1,4%

1,6%

1,8%

2,0%

2,2%

2,4%

2,6%

2,8%

3,0%

3,2%

3,4%

10,0%

11,0%

12,0%

13,0%

14,0%

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17,0%

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Investimento Público e Privado (% PIB)

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Investimento Público e Privado (R$ Bilhões)

Ainda que o quadro seja bastante desafiador, entende-se que o teto dos gastos é parte da solução da questão fiscal no Brasil.

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Regra de Ouro 2020

Cumprimento da Regra de Ouro R$ milhões

I - Total das Receitas de Operações de Crédito 1.830.502,3I.1. Autorizadas na Lei Orçamentária Anual - LOA 1.463.471,3

I.2. Não Autorizadas na Lei Orçamentária Anual - LOA - condicionadas 367.031,1

II - Total das despesas de capital 1.463.471,3

III - Insuficiência da REGRA DE OURO - Orçamentos Fiscal e Seguridade Social 367.031,1III.1. Considerando total das operações de crédito [I - II] 367.031,1

III.2. Considerando operações de crédito autorizadas na LOA [I.1 - II] 0,0

Fonte: SIOP/SOF/FAZENDA/ME

Nos mesmos moldes do PLOA 2019, uma parcela das operações de créditos que servem de fonte para despesas correntes está condicionada à aprovação de um crédito suplementar pelo Congresso Nacional

17

Regra de Ouro 2020

R$ milhões

Autorizados Condicionados Total Autorizados Condicionados Total

Benefícios Previdenciários 436.147 201.705 637.852 526.092 156.597 682.689

Pessoal e Encargos Sociais 231.935 104.690 336.625

Bolsa Família 15.036 15.000 30.036 21.036 9.000 30.036

Subsídios e Subvenções Econômicas 9.678 9.000 18.678 9.955 6.703 16.658

Compensação ao FRGPS pelas Desonerações 7.500 2.474 9.974 5.405 5.000 10.405

Seguro-desemprego 30.765 10.315 41.080

Sentenças OCC 3.666 20.403 24.069

Complementação FUNDEB 9.593 6.613 16.207

Financiamento de Campanha Eleitoral 1.270 1.270 2.540

Benefícios aos Servidores 11.204 3.405 14.609

Obrigatórias com Controle de Fluxo 72.585 25.491 98.077

Discricionárias do Poder Executivo 71.766 17.544 89.310

LOAS/RMV 30.234 30.000 60.234 61.490 61.490

TOTAL 498.595 258.180 756.774 1.056.764 367.031 1.423.795

Ações 2019 2020

Nos mesmos moldes do PLOA 2019, uma parcela das operações de créditos que servem de fonte para despesas correntes está condicionada à aprovação de um crédito suplementar pelo Congresso Nacional

Dívida Líquida do Setor Público e Taxa de Juros Implícita

Dívida Bruta do Governo Geral e Taxa de Juros Implícita

0

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Taxa de Juros Implícita da DBGGAcumulada em 12 meses (%)

Dívida Bruta do Governo

Geral (DBGG)% do PIB

Dívida Bruta do Governo Geral Taxa Implícita da DBGG

Fonte: BCB.

Dívida Bruta e Encargos – Perspectiva Mundial – 2011/2015/2019

Fonte: Fiscal Monitor - FMI

Estratégia e medidas

Reduzir a relação Dívida/PIB

Fluxos Primários• Combater o crescimento automático dos

gastos• Gerar receitas sem elevar a carga tributária

Fluxos Financeiros• Viabilizar a redução da despesa com juros• Reduzir o subsídio implícito (ativos com

baixa rentabilidade)

Ajustes Patrimoniais • Liquidar ativos financeiros com baixo retorno social• Racionalizar/Vender ativos mobiliários e imobiliários.

Estratégia Fiscal

O foco da política fiscal, neste momento, deve ser a solvência. Atuação sobre o primário necessária, mas não é suficiente.

Melhoria da efetividade da política fiscal

Reduzir a relação Dívida/PIB

PIB potencial(Crowding in)

Melhoria das condições financeiras

Melhoria do Ambiente Macroeconômico

Estratégia Fiscal

No atual cenário, com a crise fiscal no cerne das perspectivas para a economia, endereçar as questões fiscais melhoram o ambiente macroeconômico como um todo.

Impactos da Reforma da Previdência

• Estabilização da despesa com o RGPS como proporção do PIB

• Condição necessária, mas não suficiente, para a sustentação do Teto dos Gastos

• Melhora as perspectivas de crescimento econômico

• Torna o sistema previdenciário mais progressivo

• Reduz o subsídio público a grupos privilegiados de trabalhadores

Mesmo com a reforma da Previdência, se prevê um crescimento de R$ 45 bilhões das despesas com benefícios do Regime Geral de Previdência Social do PLOA 2019 para o PLOA 2020

Benefícios Fiscais

Medidas pelo lado da receita, sem aumentar a carga tributária, são essenciais.

Perspectivas de Impactos da Estratégia Fiscal

Hoje, respeitando o teto dos gastos, a dívida pública só começa a cair em 2023...

Projeções DBGG e DLSP (% do PIB)

FONTE: Relatório Quadrimestral de Projeções da DPF – 1º Quadrimestre de 2019

56,051,8

53,7 56,3

69,977,2

81,3 82,2 80,4 76,371,6

37,6 38,032,2 32,6

46,2

54,1 62,166,1

66,6

66,564,2 61,1

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DBGG DLSP

Perspectivas de Impactos da Estratégia Fiscal

Por isso é importante investir na gestão de ativos e passivos...

Projeções DBGG e DLSP (% do PIB)

FONTE: Relatório Quadrimestral de Projeções da DPF – 1º Quadrimestre de 2019

Agenda do Ministério da Economia

• Pilares do Novo Pacto Federativo

Desvincular receitas orçamentárias a finalidades específicas;

Desobrigar despesas com finalidades ou setores específicos;

Desindexar obrigações.

• Programa Mais Brasil

Descentralizar recursos para Estados e Municípios;

Momento político oportuno para desobrigar, desindexar e desvincular o orçamento público.

Tópicos para a Agenda do Federalismo

Reforma da Previdência

Transferência de parte do bônus do excedente da Cessão Onerosa (ponto de partida: PEC 34) - 2019

Plano de Promoção do Equilíbrio Fiscal – PEF – 2019-2022

Plano de Promoção do Fortalecimento dos Entes Subnacionais – PFE – 2020…

Conselho de Gestão Fiscal e Novos Mecanismos de Controle de Despesas

PEC do Pacto Federativo (desvincular, desobrigar e desindexar)

Complementação do Fundeb

Fundos Constitucionais

Adicionais de FPE e FPM

EC99 Linha de crédito para precatórios

Projetos de renegociação de dívidas

Outras propostas que impliquem redução de recursos e/ou aumento de obrigações para a União

Tópicos para a Agenda do Federalismo

• Melhoria dos mercados

Novo Mercado de Gás

Novo Marco Legal para o Saneamento

Novos caminhos para crescimento (geração de emprego, renda e tributos)

Principais Temas sob Supervisão da Fazenda*

Bancos Públicos

CMN

CONFAZ

Diálogo com Judiciário (STF/STJ/CNJ)

Cessão Onerosa

Estados e Municípios

Eletrobrás

FCVS

FGTS/FAT

Fundos Constitucionais

Fundos Públicos

Fundos Públicos - reformatação e extinção (280 fundos)

Gastos Tributários - DGT

GTMK

Estado do Rio de Janeiro: RRF (Regime de Recuperação Fiscal)SPE - Diversas medidas econômicas

STN - Relatórios DiversosSUSEP/PREVIC- ASP (Autoridade de Seguros e Previdência)

Mercado de Gás

Orçamento: Demandas diversas de Ministérios Setoriais

Orçamento: PLOA 2020

Orçamento: PPA 2020/2023 Orçamento: Relatório de Avaliação Bimestral de Receitas e Despesas/JEO's

PEC do Pacto Federativo (Von Doellinger + MPG)

PEF

PFE

PIS-PASEP/FAT

Plano Agrícola/Safra/Política de Crédito Agrícola

Recuperação Judicial/Extrajudicial e Falências – Odebrecht

Reforma da Previdência (incluindo Estados)

Reforma Tributária

Relacionamento STN e Banco Central

Reuniões Ministério da Economia e Banco Central

Riscos Fiscais - Relatório Semanal

* Inclui temas em articulação com outras áreas do governo.

Dezenas de medidas realizadas no primeiro semestre: algumas já entregues, outras prontas ou em fase final de elaboração

Destaques

Plano de Promoção do Equilíbrio Fiscal (PEF)

Novo Mercado de Gás Natural

Plano de Fortalecimento das Finanças Estaduais e Municipais (PFE)

Reestruturação do FGTS / Reformulação de 280 Fundos

Cessão Onerosa

Devolução de recursos dos bancos públicos ao Tesouro Nacional

Reformatação do sistema de recuperação e falimentar da economia

Análises de impacto regulatório dos setores elétrico, de petróleo, gás natural e combustíveis para viabilizar a ampliação da concorrência

Aperfeiçoamento do ciclo orçamentário

Aprovação do PLN 4

Mitigação de riscos fiscais da União em projetos legislativos e ações judiciais

Plano Safra

Destaques

Combate à má alocação de recursos (misallocation)

Ampliação do crédito privado

Aprimoramento da Legislação das Debêntures Incentivadas

Abertura do mercado Ressegurador

Alteração da Lei das S.A.s

Alterações no cadastro positivo

Alinhamento tributário em instrumentos financeiros e de previdência complementar

Institucionalização do CMAG (Comitê de Monitoramento e Avaliação de Gastos Diretos)

Ampliação do controle e transparência sobre subsídios da União

Concessão da Loteria Instantânea Exclusiva (Lotex) / Abertura às empresas multinacionais

Regulamentação das apostas esportivas em quota fixa

Conclusões

As medidas elencadas e outras medidas que estão sendo implementadas pelas demaisSecretarias Especiais do Ministério da Economia são fundamentais para garantir:

• A sustentabilidade fiscal de longo prazo,

• O crescimento econômico sustentado,

• A criação de empregos,

• O aumento da produtividade e da competividade, e

• A redução da pobreza e a desigualdade.

Pacto Federativo


34

1 - Conselho Fiscal da República

• Ponto 1 – Criação do conselho Fiscal da República: para assegurar sólidos fundamentos fiscais da federação (PEC 188/19)

2 – Mecanismos de ajuste e emergência fiscal

• Ponto 2. - Estado de emergência fiscal: serão acionados mecanismos automáticos de ajuste (PEC 188/19 e PEC 186/19)

• Todos mecanismos que existem no teto dos gastos

• Suspensão dos repasses do FAT ao BNDES

• Suspensão de promoções e progressões (com exceções)

• Redução de até 25% da jornada de trabalho com redução proporcional dos vencimentos

3 – Flexibilização do Orçamento

• Ponto 3 – Mínimos de Saúde e Educação (PEC 188/19)• Saúde

• Educação

4 – Mecanismos auxiliares de fortalecimento

• Ponto 4 - Mecanismos auxiliares de fortalecimento dos entes federados e da sustentabilidade das contas públicas (PEC 188/19)

• Ex.: Plano Mansueto

5 – Efetividade na alocação de recursos

• Ponto 5 – Extinção dos fundos públicos para melhor efetividade na alocação dos recursos públicos (PEC 187/19)

6 – Fortalecimento da Federação

• Ponto 6 - Para assegurar o fortalecimento da federação a União distribuirá das receitas que lhe devidas de royalties e participação especial (PEC 188/19)

7 – Fortalecimento da Federação: Autonomia dos Entes

• Ponto 7 –Vedação ao socorro financeiro a Entes (art. 167) e à concessão e garantias pela União, a partir de 2026 (PEC 188/19)

Art. 167. Ficam vedados

8 – Contrapartidas

• Ponto 8 – Contrapartidas que resolvem pendências entre União e os entes subnacionais (PEC 188/19)

1. Revogação do paragrafo 1 e 3 art. 91 do ADCT (compensação da Kandir).

2. Revogação da linha de financiamento de precatórios (art. 101 do ADCT).

9 – Auto sustentabilidade dos Municípios

• Ponto 9 – Incentivos a auto sustentabilidade dos municípios (PEC 188/19)

10 – Melhoria no controle e transparência

• Ponto 10 – Harmonização de conceitos entre TCU e TCE’s (PEC 188/19)

Cessão Onerosa


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HISTÓRICO

CONTRATO DE CESSÃO ONEROSA

• Objeto do contrato: cessão onerosa, à Petrobras, do direito de exploração de 5 bilhões de Barris Equivalentes de Petróleo na área do pré-sal.

• Valor inicial: R$ 74,807 bilhões

• Câmbio à época (2010): R$/US$ 1,759

• Preço médio ajustado do barril de petróleo: US$ 72,95

• Prazo de vigência: 40 anos, prorrogáveis por mais 5 anos

Lei 12.276/2010 (Lei da Cessão onerosa)

• Autoriza União a ceder onerosamente à Petrobras, dispensada a licitação, o exercício das atividades de exploração e produçãode petróleo e gás, em áreas não concedidas localizadas no pré-sal.

• Cessão limitada a 5 bilhões de barris equivalentes de petróleo

• O pagamento devido pela Petrobras pela cessão de que trata o caput deverá ser efetivado prioritariamente em títulos dadívida pública mobiliária federal, precificados a valor de mercado

• Autoriza União a subscrever ações do capital social da Petrobras e a integralizá-las com títulos da dívida pública.

• Autoriza União a emitir os títulos sob a forma de colocação direta.

O CONTRATO

Para possibilitar o pagamento pela Petrobras, a empresa é capitalizada pela União e BNDES.

PETROBRASBNDESUNIÃO

R$ 24,7 bilhões

R$ 42,9 bilhões

R$ 24,7 bilhões

R$ 74,8 bilhões (Contrato de Cessão

Onerosa)

1 2

3

4

O Tesouro faz capitalização de R$ 24,7 bilhões no BNDES;

BNDES aporta R$ 24,7 bilhões na Petrobras;

Tesouro aporta R$ 42,9 bilhões na Petrobras mediante emissão de títulos;

Petrobras realiza pagamento de R$ 74,8 bilhões à União pelo direito de exploração de 5 bilhões

de barris (Contrato de Cessão Onerosa);

1

2

3

4

Superávit primário de R$ 31,9 bilhões à União4 - 3 =

A OPERAÇÃO

• Objetivo da revisão: estabelecer parâmetros atualizados e condizentes com o contextomacroeconômico e as especificidades dos campos.

• A revisão é realizada a partir do cálculo da diferença de VPLs do fluxo de caixa da data de referência eda data de assinatura do contrato

A Revisão manterá constantes:a) taxa de desconto real de 8,83% a.a.b) prazo de vigência do contratoc) volume total de produção de 5 bilhões

de barris

Os seguintes parâmetros serão revisado:

a) preços de referência do óleo e do gás

b) custos incorridos até a declaração decomercialidade de cada campo

c) custos previstos para a fase dedesenvolvimento da produção

d) Curva de produção prevista e

e) taxa de câmbio e curva de produção.

! Há lacunas no contrato, o que abre espaço para diferentes interpretações das condições da revisão

A REVISÃO

REVISÃO DA CESSÃO ONEROSA

A conclusão da revisão pode resultar emrenegociação de:

a) Valor do Contrato;b) Volume máximo;c) Prazo de vigência;d) Percentuais mínimos de Conteúdo Local

Pagamento:• Dinheiro, títulos da dívida pública, valores mobiliários

emitidos pela Petrobras, ou por outro meio acordadopelas Partes, sujeita às leis orçamentárias.

• O saldo da revisão será convertido para Reais, na datade Revisão de cada Bloco, pela média da taxa decâmbio PTAX compra vigente nos últimos 30 (dias eserá corrigida pela SELIC até a data da conclusão daRevisão.

A REVISÃO

HISTÓRICO DA NEGOCIAÇÃO DA REVISÃO

• 2015

• As tratativas para a revisão estiveram em curso desde 2015. Para a revisão do valor do contrato cada parte contratou uma certificadora (União: Gaffney Cline e Petrobras: DeGolyer andMacNaughton).

• Nesse período, os laudos foram concluídos, porém as partes ainda não haviam revelado os valores da revisão defendidos.


• Fevereiro de 2018

• Criada Comissão Interministerial (MME, MF e MPDG) que objetivou dirimir as divergências entre a União e a Petrobras.

• No cenário inicial, os valores calculados pelas certificadoras contratadas divergiam entre um valor a receber pela União de US$ 36,7 bilhões a um valor a receber pela Petrobras de US$ 38,1 bilhões. As divergências eram decorrentes de diferenças de interpretação de cláusulas do contrato e da adoção de premissas econômicas diferentes pelas partes.

HISTÓRICO DA NEGOCIAÇÃO DA REVISÃO• Maio de 2018

• O trabalho da Comissão mapeou as divergências, bem como os pontos passíveis e não passíveis de convergência entre as partes, tendo reduzido o intervalo de divergência de US$ 13,5 bilhões a favor da União a US$ 14,6 bilhões a favor à Petrobrás.

• Julho de 2018• Em julho de 2018, Congresso Nacional propôs o PLC 78/2018, que fixou dispositivos para

estabelecer parâmetros que modificariam cláusulas contratuais por meio ato legal. A aplicação dos termos do PL levaria a um valor a receber de US$ 14,3 bilhões pela Petrobras.

• O PL foi aprovado na Câmara dos Deputados e estava em pauta no Senado.

• O conteúdo do PL não foi avalizado pelas áreas técnicas do Governo. Caso fosse aprovado no Senado com o conteúdo da Câmara, causaria relevante prejuízo à União na realização do leilão do excedente, pois o valor da compensação à Petrobras pelo diferimento da curva de produção da cessão onerosa ocorreria fora dos parâmetros de mercado atuais.

• Além disso, cabe destacar que a fixação, pelo Congresso, de parâmetros inicialmente divergentes entre as partes por meio de lei foi feita levando em conta o cenário mais favorável à Petrobras.

• Isso tornaria inviável a realização do leilão dos excedentes, de maneira que o próprio TCU chegou a se manifestar acerca da contrariedade ao interesse público presente nos dispositivos desse PL.

HISTÓRICO DA NEGOCIAÇÃO DA REVISÃO• Janeiro de 2019

• No início de 2019 foram retomadas as tratativas para renegociação do contrato, mas com novas perspectivas.

• Uma das principais diretrizes dos Ministros de Minas e Energia e da Economia foi descartar por completo o PLC 78/2018 e procurar uma solução que não necessitasse de alteração legislativa.

• Por parte da União, os pilares que permearam a nova fase das negociações se basearam no cumprimento dos objetivos da política energética nacional; na garantia a defesa dos recursos públicos (maximização dos recursos da União) e no respeito e zelo às regras de governança e compliance da Petrobras.

• Março de 2019

• Na reta final, as partes buscaram convergir para um valor que atendesse aos seus interesses, mas, sobretudo, que contivesse embasamento técnico e jurídico.

• O valor defendido pela Petrobras permaneceu em US$ 14,3 bilhões a receber. A União estreitou o seu intervalo de cenários entre US$ 2,8 bilhões e US$ 7,7 bilhões a pagar à Petrobras.


• 12, 13 e 14 de Março de 2019

• Após período de muitas interações e intensas negociações, em 14/03, a Petrobras e a União entraram em um acordo em torno do saldo da revisão, que resultou em um valor a pagar de US$ 9,1 bilhões à Petrobras.

• Do ponto de vista da União, a decisão de convergir para este valor foi tomada com base em fundamentações técnicas e jurídicas, bem como o custo de oportunidade para a sociedade que uma postergação do processo negocial acarretaria.

Modelo do Leilão

Objeto

Área CampoVolume

Contratado

Volume pós

Revisão

Franco Búzios 3.058 3.150

Entorno de Iara

Atapu

600

550

Norte e Sul de Berbigão 80

Norte e Sul de Sururu 20

Florim Itapu 467 350

Nordeste de Tupi Sépia 428 500

Sul de Tupi Sul de Lula 128 350

Sul de Guará Sul de Sapinhoá 319 0

Total 5.000 5.000

Excedente da Cessão Onerosa

CampoVolume Excedente

(milhões de boe)

Búzios Entre 6.500 e 10.000

Atapu Entre 2.500 e 4.000

Itapu Entre 300 e 500

Sépia Entre 500 e 700

Entre 9.800 e 15.200

Cessão Onerosa

• Sul de Sapinhoá: devolvido pela Petrobrás por não possuir viabilidade econômica.• Norte e Sul de Berbigão, Norte e Sul de Sururu e Sul de Lula: não entraram no leilão, por não

possuírem excedentes relevantes.

Modelo do Leilão• Haverá convivência de dois modelos nos mesmos campos:

• Cessão onerosa: mantidas as condições contratuais, com o volume máximo de 5 bilhões de barris.

• Partilha: regime para exploração dos volumes excedentes.

• O leilão ocorrerá sobre os volumes excedentes ao contrato de cessão onerosa, mas nas mesmas áreas.

• O vencedor do leilão se associa com a Petrobrás nas áreas: discute parâmetros técnicos e econômicos

com a Petrobras.

O que define a divisão dos volumes em cada regime?

R.: O acordo de coparticipação

As partes deverão chegar a um acordo sobre o volume

recuperável dos campos, e, consequentemente, os

percentuais de produção em cada regime. A partir disso,

cada barril produzido será X% em cessão onerosa e Y% em

partilha.

Búzios

Itapu

Atapu

Sépia

Modelo do Leilão

Bônus e Alíquota de Excedente em Óleo da União

CampoBonus de Assinatura (R$

MM)

Alíquota mínima de

Excedente em Óleo da

União %

Búzios 68,2 23,24%

Atapu 13,7 26,23%

Itapu 1,8 18,15%

Sépia 22,9 27,88%

Total 106,6

Modelo do Leilão

ETAPAS:1. Habilitação: Operador A

• Envio de documentos• Pagamento de taxa de participação

2. Garantia de Oferta• Requisito para participar do leilão

3. Sessão Pública• Todas as licitantes habilitadas deverão, obrigatoriamente, comparecer na sessão

pública, mesmo aquelas que pretendam apresentar oferta em consórcio. • Durante a sessão pública, para cada área licitada, todas as licitantes habilitadas

serão convocadas, individualmente, para apresentar envelope à CEL • Vencedor da licitação é quem apresenta a maior alíquota de excedente em óleo par

a União

Modelo do Leilão

ETAPAS:

4. Adjudicação

5. Assinatura do contrato• Permitido o parcelamento do bônus, em duas parcelas:

• 1ª em 27/12/2019• 2ª em 26/06/2019

• Condição de parcelamento: pelo menos 5 p.p. de ágio sobre o percentual mínimo de excedente em óleo para a União.

Compensação pelo Diferimento

O diferimento decorre da perda de VPL causada à atual concessionáriopelo novo entrante.

A Petrobras deverá ser compensada pelos investimentos realizadosnas áreas licitadas até a data de assinatura do Contrato de Partilha deProdução

Compensação pelo diferimento: valor a ser a pago pelo Consórcio vencedor da

Licitação à Petrobras, devido ao impacto gerado no fluxo de caixaprospectivo com a postergação da produção do volumecontratado sob Cessão Onerosa, a partir da data de assinatura docontrato de Partilha.


Volume contratado

Cessão onerosa% Petrobras (CO)

VPL

prospectivo

CO

VPL

prospectivo

CO Diferido

Volume contratado

Cessão onerosa

Perda pelo diferimento

VPL

prospectivo

CO

VPL

prospectivo

CO Diferido

Ressarcimento

Petrobras

% Novo Entrante (Partilha)

Compensação pelo DiferimentoPORTARIA MME 213/2019, alterada pela 251/2019 e pela 363/2019:

DISCIPLINA A COMPENSAÇÃO

• O valor da compensação à Petrobras será calculado com base em parâmetros demercado atuais, pelo diferimento da produção do volume contratado em regimede Cessão Onerosa, de forma a maximizar o VPL da União e manter o VPL daPetrobras, calculado com base na Data Efetiva do Acordo de Coparticipação.

• O valor da compensação serão reconhecidos como Custo em Óleo na data detransferência de propriedade dos ativos.

• O cálculo da compensação deverá considerar as seguintes premissas:• Preço do Petróleo

Ano/Valores em

US$/ bbl

das correntes das áreas

Corrente de petróleo de Búzios 62,32 63,7 68,46 71,31 71,31 70,36 70,36 70,36 70,36 69,41

Corrente de petróleo de Atapu 61,74 63,12 67,83 70,66 70,66 69,72 69,72 69,72 69,72 68,77

Corrente de petróleo de Itapu 63,34 64,75 69,58 72,48 72,48 71,51 71,51 71,51 71,51 70,55

Corrente de petróleo de Sépia 61,54 62,91 67,61 70,43 70,43 69,49 69,49 69,49 69,49 68,55

2025 2026 20272028 a

20502019 2020 2021 2022 2023 2024

Compensação pelo DiferimentoPORTARIA MME 213/2019, alterada pela 251/2019 e pela 363/2019:

DISCIPLINA A COMPENSAÇÃO• Preço do gás natural: US$ 5/MMBTU

• Data de Referência para desconto do fluxo de caixa: Data Efetiva do Acordo deCoparticipação;

• WACC: 8,99% ao ano, em moeda constante, livre de impostos, corrigido monetariamentepelo índice Producer Price Index Finished Goods (PPI);

• Gastos de perfuração e à completação de poços, equipamentos submarinos e plataformasconsiderados como CAPEX;

• Métricas de custos unitários CAPEX (US$MM):

• Custos operacionais (US$ MM)

Equipamentos Plataformas de

Submarinos Produção

Búzios 185,8 94,9 2.314,00

Sépia 172,1 87,8 2.116,60

Atapu 167,1 76,6 1.687,50

Itapu 176,1 95,1 1.629,10

Campo Poços

CampoCusto Operacional Fixo (US$

Milhões/Ano/Plataforma)

Custo Operacional Variável

(US$/boe)

Abandono (US$

Milhões/Plataforma)

Búzios 244,0 2,0 696,6

Sépia 214,3 1,9 566,9

Atapu 187,8 1,9 456,9

Itapu 208,3 1,9 401,3


PORTARIA MME 213/2019, alterada pela 251/2019 e pela 363/2019: DISCIPLINA A COMPENSAÇÃO

• Valor da Compensação:

Vcompensação = VPL1 - VPL2onde:

VPL1 = VPL prospectivo do FC referente à produção do volume contratado sob regime de Cessão Onerosaem cada área, sem produção concomitante dos volumes excedentes sob regime de Partilha de Produção,em milhões de dólares norte-americanos, calculado com base no plano de desenvolvimento parcial dajazida de cada área; e

VPL2 = VPL prospectivo do FC referente à produção do volume contratado sob regime de Cessão Onerosaem cada área, considerando a produção concomitante dos volumes excedentes sob regime de Partilha deProdução e a respectiva participação da Cessão Onerosa no Acordo, em milhões de dólares norte-americanos, calculado com base no plano de desenvolvimento global da jazida de cada área.

• As previsões de produção, número de poços e datas de primeiro óleo de cada projeto serão definidos em comum acordo entre a Petrobras e os consorciados, com base em parâmetros atuais de mercado

• O valor da Compensação (Vcompensação) inclui os efeitos tributários relativos ao IR e CSLL ocasionados pela transferência de propriedade de ativos da Petrobras para os Contratados (gross-up)."

COPARTICIPAÇÃOCONCEITO• Proporção da produção de petróleo e gás natural entre o contrato de partilha e o

contrato de cessão onerosa, mediante a definição de operador da Áreacoparticipada e dos direitos e obrigações de cada contrato.

Exemplo: Supondo ACP de 50% em cada regime

Antes do acordo:100% Cessão onerosa

Depois do acordo:50% Cessão onerosa

50% Partilha

CO CO

ECO

“Durante” o acordo:Negociação das curvas

CO: 50%

ECO: 50%

COPARTICIPAÇÃO

PORTARIA MME 265/2019: DISCIPLINA O ACORDO DE COPARTICIPAÇÃO (ACP)

• Os contratados em partilha e a Petrobras (Cessão onerosa) deverão celebrar ACP,sendo a PPSA interveniente anuente.

• ACP deverá ser submetido à aprovação da ANP.

COPARTICIPAÇÃOPORTARIA MME 265/2019: DISCIPLINA O ACORDO DE

COPARTICIPAÇÃO (ACP)• Conteúdo mínimo do ACP:

• Definição da área coparticipada;• Definição do Operador;• Divisão de direitos e obrigações das Partes que envolverem ou impactarem a

União e o interesse público;• Participações que couberem às Partes;• Vigência• Possibilidade de alteração das Participações, com seus critérios, condições,

prazos, limites e quantidade;• as obrigações ao pagamento das Participações e Receitas Governamentais• Obrigações de Conteúdo Local;• Plano de Desenvolvimento da Área Coparticipada;• Adoção de procedimento para propor Operações com Riscos Exclusivos;• Valor e forma de pagamento da compensação• Mecanismos de solução de controvérsias.

COPARTICIPAÇÃO


• O ACP será extinto quando do encerramento de um dos Contratos;• Aprovação pela ANP:

• Em um prazo máximo de 18 meses contados a partir da data doContrato de Partilha, as Partes submeterão o ACP à prévia aprovaçãoda ANP.

• O valor da Compensação e sua forma de pagamento não serão objetode aprovação pela ANP.

• A ANP poderá solicitar alterações ou informações adicionais, quedeverão ser atendidas em um prazo de 60 dias.

• Este prazo será interrompido sempre que a ANP solicitar informaçõesadicionais e será reiniciado a partir do recebimento de taisinformações.

• Enquanto o ACP não houver sido aprovado, continua a exploração emregime de Cessão Onerosa.

COPARTICIPAÇÃO


• Ausência de acordo:• Caso as Partes e a Interveniente Anuente não celebrem voluntariamente o

Acordo de Coparticipação, caberá à ANP determinar, de acordo com asMelhores Práticas da Indústria do Petróleo, a forma como serão apropriadosos direitos e as obrigações sobre a Jazida, inclusive as Participações.

• ANP poderá elaborar Laudo Técnico para determinar as Participações edireitos e obrigações.

• A ANP terá o prazo de até 120 dias contados para determinar a forma comoserão apropriados os direitos e as obrigações sobre a Jazida;

• A contagem do prazo será interrompida sempre que a ANP solicitarinformações para avaliação e elaboração do Laudo Técnico e será reiniciada apartir do recebimento de tais informações.

• Após a decisão da ANP, as Partes serão notificadas para celebrar o Acordo deCoparticipação no prazo de 60 (sessenta) dias, nos termos estabelecidos pelaANP.

•

Obrigado


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Apresentação do PowerPoint · Obs.: Juros por competência –conforme manual de estatísticas...

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